记者 | 席菁华

中国电力市场改革进入深水区，全国统一电力市场建设将提速。 

4月10日，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》（下称《意见》）正式发布，提出加快建立全国统一的市场制度规则，打破地方保护和市场分割，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。

全国统一电力市场体系，是建设全国统一大市场的重要组成部分。《意见》提出，将建立多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。

这是对1月28日两部委发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称《指导意见》）所提政策的再度重申。

《指导意见》为建设全国统一电力市场明确了时间线路图，并提出两个里程碑目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省/区域市场协同运行。

到2035年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择。

为何要建统一电力市场？

2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发实施，标志着中国开启新一轮电改。

七年以来，中国在逐步放开发用电计划、扩大中长期交易规模、推进现货交易试点、促进清洁能源消纳等关键问题上取得了重大进展，2021年全国市场化交易电量接近45%。

随着新一轮电力体制改革逐步推进，一些深层次的问题开始凸显。

第一，中国电力市场存在体制不完整、功能不完善、交易规则不统一的问题。这主要体现在市场政策、交易规则变化较频繁，市场模式和交易品种差异较大，市场衔接机制不够完善。

第二，中国能源供需呈现逆向分布，跨省跨区交易存在市场壁垒，各地在“省内电”、“省外电”、“外送电”的协调使用上存在矛盾，亟需打破壁垒。

第三，2021年下半年，国内出现煤电价格倒挂现象，部分地区“拉闸限电”，使得搭建煤电之间有效的价格传导机制，完善市场化价格形成机制，有效平衡电力供需变得更为急迫。

第四，“双碳”目标要求加快构建新能源为主体的新型电力系统，需进一步提高风能、太阳能等清洁能源的渗透率。

中国风光资源主要集中在“三北”地区，受区域电网负荷强度限制，窝电和缺电同时存在。需要通过市场价格信号发挥引导作用，加强省际、区域间电网互联互通，在更大范围内配置新能源。

要破解以上四大问题，要从更高层面进行统筹，完善顶层规划，加快建设全国统一电力市场体系。

南方电网改革发展研究中心张森林和政策研究部卢智撰文称，全国统一电力市场具有四大特征，分别为市场的开放性、规则的一致性、竞争的公平性，以及商品的流动性。

全国统一电力市场的建设旨在实现三大目标，一是减少政府对资源的直接配置，重构市场与政府间关系，还原电力的商品属性，更好的发挥市场配置资源的决定性作用。

二是提升电力系统稳定性和灵活调节能力，在全国更大范围内促进电力资源共享互济和优化配置。

三是激励新能源参与交易，在保障能源安全和经济性两大目标下，提升电力市场对高比例新能源的适应性，促进新能源更大规模、更高效率的生产、传输和消纳，推动低碳转型。

统一电力市场怎么建？

相较于此前的电改文件，《指导意见》首次提出组建全国电力交易中心，并明确全国统一电力市场是多层次市场协同运行的市场体系。

加强多层次统一电力市场建设，有助于形成各层级机制有效衔接。《指导意见》提出，要引导各层次电力市场协同运行和有序推进跨省跨区市场间开放合作。

按照“宜省则省，宜区域则区域”的原则，区域市场与省市场不分高低层级、不分先后顺序。

其中，多层次协同是指国家电力市场层、省（自治区、直辖市）/区域电力市场层相互耦合、有序衔接。

在国家层面，加快建设国家电力市场，充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制，研究推动适时组建全国电力交易中心。

在组建全国电力交易中心后，将引入多种市场主体和战略投资者，形成多方合力的治理体系，共同支撑电力市场合规运营。

在主体层面，稳步推进省（区、市）/区域市场建设，提高省域内电力资源配置效率。

在协同运行维度，引导各层次电力市场协同运行，条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。

在跨省跨区维度，有序推进跨省跨区市场间开放合作，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。

《指导意见》还明确了全国电力市场体系中各层次市场的功能定位。

其中，省（区、市）市场主要发挥基础作用，主负责保证省内电力基本平衡和省内电力资源的优化配置。

区域市场开展跨省区电力中长期交易和调频、备用辅助服务交易，优化区域电力资源的配置。国家电力市场则负责省（区、市）/区域市场间的共享互济和优化配置。

一位资深电力观察人士告诉界面新闻，多层次的统一电力市场，可以划分为国家-区域-省三级，若电网企业实现输配分离，输电网公司负责省间互联，配电网公司负责本地电网建设。

“如此能够实现灵活和安全的平衡，电网的运营成本进一步清晰化。”该人士称。

形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统，也是《指导意见》的重要组成部分。

该文件要求，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。

最终落地有何难点？

全国统一电力市场体系是一个复杂的系统工程，这一顶层设计能否真正落地落实，需得到各省政府的支持并有力执行。这是值得关注的重要环节之一。

中国省级电力市场在电力市场体系中发挥基础性作用，但部分省份存在区域封锁和地方保护行为，且存在跨省跨区通道可用输电容量信息不对称的现象，这降低了电力资源在省际间的配置效率。

中国电力体制的典型特征是“条块分割”、“条块博弈”、“块块竞争”、“央地博弈”，这干扰市场秩序，阻碍了电力市场机制的正常运转。“条”是指电网，“块”指地方政府。

一位电网资深从业人士告诉界面新闻，除上述问题外，央企下属电企和地方发电企业的分割，也对市场机制运行形成了阻碍。

“地方发电企业优先听从地方，五大发电公司下属公司属于央企，优先听从公司总部。”上述人士对界面新闻表示，“尽管同为发电企业，但利益和诉求也不一样”。

上述电力观察人士对界面新闻表示，这是中国电力体制改革的一大难点，也是电改的核心问题。对于“条块分割”等问题，电改“5号文”里已提出一定思考，但至今仍未解决。

“不同的调度主体之间有矛盾，背后是央地之争。”他表示，“全国统一电力市场的建设，要求将省间交易的主体从地方政府转向市场主体。这些机制理不顺，市场就很难真正建立起来。”

全国电力交易中心在哪里落地、由谁主导，电网公司的功能是否将发生转变？这些也是业内关注重点。

华北电力大学教授、能源互联网研究中心主任曾鸣告诉界面新闻，全国电力交易中心的主导者将是国家发改委，电网企业扮演支撑的角色。全国、区域以及省份的交易中心，基本都由电网公司作为主要单位，其他相关市场成员参与其中。

目前，跨省跨区交易主要由国家电网、南方电网各自旗下的北京和广州电力交易中心统一组织，基本按照国家计划、政府间协议确定电量和电价，由电网企业以统购统销的模式交易。

全国电力交易中心推出后，两大国家级电力交易中心扮演的角色和定位或改变。

“全国电力交易市场建立后，如何保证电力调度权相对独立且保证公正性，也是核心问题之一。”一不愿具名的电力行业人士对界面新闻表示，

电力体制改革包括调度交易体制改革。调度权属于公权力，需要政府严格监管。目前输电和配电领域的电力调度权，主要由电网企业掌控。

两大电网公司通过全资子公司及控股方式，直接或间接地控制着区域性和省级电力交易机构，导致电力交易机构的独立性有限，不利于售电侧市场的竞争。

上述电网人士则对界面新闻称，保障电力安全与保供是电网企业最重要的责任，如果丧失统一的交易和调度系统，电网存在崩溃风险。

他认为，电力是特殊商品，不能完全让各级政府游离于电力市场之外，不能只从经济利益层面考虑搭建大市场，去阐述大自由经济市场的意义。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强也对界面新闻称，如果从电网公司手中拿走调度权，可能涉及到保障电力供应、电力安全的问题。

“电网掌握调度权存在公平风险，但中国的国情要求以安全供应为第一位，这一点很难改变。”林伯强表示。

全国统一电力市场的建设，还涉及电力市场空间、电价体系、跨省跨区输电、等诸多要素，还需搭建交易规则以及技术标准。

多位电网从业人士告诉界面新闻，中国电网技术运营能力领先，推进全国统一市场的建设不存在技术难题。

国网能源研究院副总工程师马莉曾撰文称，统一市场并不等同于完全市场化，中国各省能源资源禀赋、经济发展水平不同，形成了东西部、南北方经济差异化发展模式和不平衡格局，对电价水平的承受能力差异较大。

她认为，电力市场建设初期，要通过合理的市场机制设计，确保电价在合理范围内波动，保障电力市场建设平稳起步。

曾鸣告诉界面新闻，全国统一电力市场的搭建已形成框架，但真正统一交易规则，打破省间壁垒，协调好各相关部门之间的利益关系，使得电力资源在全国范围内优化配置，是一个长期的任务和逐步实现的过程。

“最终，全国统一电力市场将在保障安全及双碳目标达成下，推动电力市场公平竞争，提高竞争效率，降低电力成本，使终端用户享受真正的改革红利。”曾鸣说。